Управление тиксотропными свойствами тампонажных растворов с помощью реагентов, способствующих предотвращению заколонных проявлений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Мягкий, Ян Борисович

• Мягкий, Ян Борисович
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Мягкий, Ян Борисович

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

Глава 1 Анализ состояния изученности вопроса по причинам и факто- 6 рам возникновения флюидопроявлений и заколонных перетоков при цементировании скважин

1.1 Причины возникновения флюидопроявлений и межколонных пере- 6 токов

1.2 Анализ состава и свойств тампонажных растворов, влияющих на их 18 изолирующую способность

1.3 Реагенты-понизители водоотдачи тампонажных растворов 19 Выводы по 1-й главе 25 Глава 2 Теоретические основы выбора эффективных реагентов- 27 регуляторов тампонажных растворов, повышающих герметичность цементного кольца скважины

2.1 Способы механизмов стабилизации дисперсных систем в жидкой 27 дисперсионной среде

2.2 Совмещение способов механизма стабилизации с целью объедине- 32 ния их достоинств

2.3 Структурообразователи для тампонажных растворов

2.4 Требования к тампонажным растворам и реагентам для герметично- 38 го цементирования скважин

Выводы по 2-й главе

Глава 3 Разработка рецептур тиксотропных тампонажных растворов 43 (ТТР) на основе комплексных реагентов

3.1 Методика проведения исследований

3.2 Исследование и оценка эффективности композиций химреагентов 45 как основы для ТТР

3.3 Разработка рецептур ТТР для условий умеренных и повышенных

температур

3.4 Разработка рецептур ТТР для условий высоких температур

Выводы по 3-й главе

Глава 4 Технологические приемы, обеспечивающие герметичность це- 73 ментного кольца

4.1 Определение взаимосвязи между параметрами противодавления и 74 объемом тампонажного раствора

Выводы по 4-й главе

Глава 5 Промысловые испытания и внедрение предложенных разрабо- 79 ток

5.1 Опыт цементирования экплуатационной колонны на скважине №259 79 куст 19 Северо-Островного месторождения

5.2 Опыт внедрения высокотемпературных тиксотропных составов на 83 основе спеццементов в скважинах с АВПД на Прибрежной группе месторождений

5.3 Выявление возможности и информативность акустических методов 89 контроля качества цементирования скважин

Выводы по 5-й главе

Основные выводы и рекомендации

Список литературы

Приложения

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Управление тиксотропными свойствами тампонажных растворов с помощью реагентов, способствующих предотвращению заколонных проявлений»

ВВЕДЕНИЕ

Анализ проблемы повышения качества крепления скважин крупнейших месторождений России, стран СНГ и дальнего зарубежья показывает, что качественное разобщение пластов остается одной из важнейших и сложнейших проблем.

В Западной Сибири из-за нарушения герметичности крепи вышли из строя тысячи скважин, которые сегодня требуют капитального ремонта вследствие межпластовых перетоков и обводнения. Многие из них ликвидированы.

Особое значение в проблеме цементирования скважин имеет создание надежной крепи, которая отвечала бы поставленным требованиям применительно к конкретным условиям и исключала бы возникновение осложнений, ставящих под сомнение целесообразность проведенных работ.

Об актуальности задачи получения герметичного заколонного пространства после цементирования свидетельствуют многочисленные публикации отечественных и зарубежных авторов, как по изучению отдельных процессов, так и по созданию новых технологий и технологических средств. В последние годы достигнуты успехи в совершенствовании технологических процессов, создании программ цементирования, тампонажных растворов и реагентов.

Данной проблеме посвящены исследования ведущих ученых страны: Данюшевского B.C., Гайворонского В.А., Куксова А.К., Черненко A.B., Но-вохатского Д.Ф., Ашрафьяна М.О., Агзамова Ф.А., Соловьева Е.М., Рябовой Л.И., Булатова А.И. и др

Предлагаемые различными исследователями пути решения проблемы предотвращения заколонных проявлений носят в основном частный характер. Огромное влияние на формирование надежной и герметичной крепи в заколонном пространстве оказывает полнота вытеснения бурового раствора тампонажным. Эксцентричное расположение колонны, наличие каверн при-

водят к образованию в заколонном пространстве застойных зон, вытеснение бурового раствора из которых затруднено.

Многие исследователи отмечают, что существующие методики испытания тампонажных растворов не обеспечивают воспроизведения основных физико-химических процессов, протекающих в условиях скважин, и поэтому не могут полностью адекватно характеризовать способность испытываемого тампонажного раствора выполнять свои основные функции в заколонном пространстве.

Поэтому необходим поиск общих закономерностей возникновения и развития заколонных проявлений как физического процесса, то есть исследование всего комплекса действующих в заколонном пространстве факторов, как способствующих развитию заколонных проявлений, так и препятствующих ему. Это позволит установить обоснованные требования к технологическим процессам и тампонажным растворам в конкретных геолого-технических условиях.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Мягкий, Ян Борисович

Основные выводы и рекомендации

1. Обобщены причины возникновения газонефтеводопроявлений, межпластовых перетоков, дополнены мероприятий по их предотвращению, сформулированы основные направления исследований. Доказано влияние технологии цементирования и применяемых материалов на миграцию пластовых флюидов по межколонному и заколонному пространствам.

2. Сделан теоретический анализ механизма действия химических реагентов и выбор компонентов для создания тиксотропных тампонажных растворов, повышающих их релаксационные свойства в условиях цементирования с АВПДиАНПД.

3. Дополнены требования к тампонажным растворам, обеспечивающим герметичность заколонного пространства и отсутствие межколонных проявлений, а именно - обеспечение тиксотропных свойств тампонажных растворов с целью достижения нулевой релаксации, при сохранении всех требований определенных ранее. Подтверждена природа синергетического эффекта, возникающего при применении реагентов комплексного действия.

4. Исследованы тиксотропные свойства известных тампонажных растворов и разработаны новые тиксотропные растворы, защищенные патентом, разработаны рекомендации по их применению:

- по результатам экспериментов с известными реагентами на соответствие условию седиментационной устойчивости удовлетворяют и являются пригодными для разработки ТТР составы на основе ксантановой смолы (Шюс1оро1 23р) и составы на основе оксиэтилированной целлюлозы (средне-и высокомолекулярных марок). Высокостабильную тиксотропную структуру, устойчивую к релаксации напряжений, способны образовывать только составы, содержащие дополнительно к полимерному компоненту реагент-стабилизатор серии "Крепь", что является подтверждением возможности получения синергетического эффекта при совмещении в ТТР двух механизмов стабилизации дисперсных систем - усиленного вытеснительного и электростатического;

- ТТР на основе реагентов Сульфацелл и КРК, стабилизированные только по механизму усиленному вытеснительному механизму, удовлетворяют требованию соответствия условию седиментационной устойчивости и пригодны для цементирования пологих и горизонтальных стволов скважин в диапазоне температур 40-90°С, а при использовании в качестве вяжущего высокотемпературных спеццементов - до 120 "С. Недостатком этих ТТР является то, что при температурах 75 °С и выше время существования устойчивой тиксотропной структуры (СР < 79,5 %) ограничено вследствие химической и термической деструкции полимерных компонентов, в связи с чем в каждом конкретном случае необходима проверка рабочей рецептуры на соответствие времени существования устойчивой тиксотропной структуры и сроков схватывания. Положительный эффект при применении таких ТТР может быть достигнут только в том случае, если сроки схватывания не превышают времени существования устойчивой тиксотропной структуры;

- ТТР на основе сочетания реагентов Сульфацелл и КРК с реагентом Крепь-1, благодаря синергетическому эффекту за счет совмещения усиленной вытеснительной и электростатической стабилизации, обладают значительно большим запасом устойчивости тиксотропной структуры, в связи с чем эти ТТР способны обеспечить герметичность кольцевого пространства скважины и предотвращение каналообразования и развития заколонных флюидопроявлений при большой продолжительности процесса цементирования (4 ч и более). В большинстве случаев их можно применять без проверки рабочей рецептуры на соответствие времени существования устойчивой тиксотропной структуры и сроков схватывания, в т.ч. в тех случаях, когда программа процесса цементирования предусматривает длительные остановки (цементирование хвостовиков, цементирование колонн при секционном спуске и др.), а также при необходимости приготовления составов ТТР пониженной плотности (1,70-1,80 г/см3) и облегченных. Однако для этих ТТР необходимо применение сильного замедлителя (НТФ) при подборе рецептур для условий температур выше 75°С, что неизбежно приводит к снижению прочности камня 2-х суточного твердения на 5-20 % по сравнению с ТТР на основе реагентов Сульфацелл и КРК.

- для условий нормальных и умеренных температур вследствие значительного (до 2-2,5 раза) увеличения времени загустевания и сроков схватывания необходима замена Сульфацелла и КРК в составе ТТР на аналогичные реагенты, обладающие меньшим замедляющим действием.

- ТТР на основе реагента Крепь-В могут быть рекомендованы для применения в условиях температур выше 120°С, в которых другие виды ТТР неработоспособны вследствие быстрой деструкции и потери тиксотропных свойств. В условиях высоких температур эти ТТР, благодаря описанному выше синергетическому эффекту сохраняют стабильную тиксотропную структуру и способны обеспечить герметичность кольцевого пространства скважины и предотвращение каналообразования и развития заколонных

флюидопроявлений. Относительными недостатками этих ТТР являются: необходимость использования более высокого В/Ц (на 0,03-0,09 выше по сравнению с ТТР на основе реагентов КРК) для обеспечения соответствия расте-каемости раствора требованиям ГОСТ 26798.1-96, а также значительное (в 1,5-2,5 раза по сравнению с ТТР на основе реагентов КРК) снижение прочности камня при температуре 120°С и ниже, в связи с чем применение этого реагента в условиях указаных температур нежелательно, в этом случае предпочтительнее применять ТТР на основе реагентов КРК.

5. Определены эффективные способы способы растворения реагентов-структурообразователей, обеспечивающих стабильность ТТР, надежную герметичность заколонного пространства скважин и предотвращение зако-лонных флюидопроявлений.

6. Предложена методика расчета противодавления, определяющая взаимосвязь между основными параметрами процесса создания противодавления. Её использование позволяет определять значения ряда важных параметров, таких как объем фильтрации технологических жидкостей, объем и интенсивность поглощения или флюидопроявления, рассчитать объем закачки, необходимый для предотвращения заколонных флюидопроявлений, и в конечном итоге обеспечить повышение качества крепления скважин.

7. Суммарный годовой экономический от применения новых технологий, растворов и реагентов на месторождениях ОАО "Славнефть-Мегион-нефтегаз" составил более 2,5 млн. рублей

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Мягкий, Ян Борисович, 2012 год

Список использованной литературы

1. Линевскпй А.А. К вопросу борьбы с обводнением скважин. АНХ, №4 Баку, 1940, стр. 34-37.

2. Летченко В.К. Затрубные выбросы после цементирования обсадных колонн. АНХ -№8, Баку, 1954, стр -40-42.

3. Мамедов А.Б., Рустамбеков А.Ф. Об истинных причинах затрубных выбросов после цементирования обсадных колонн, АНХ, №2, Баку, 1955, с 28-30.

4. Цейтлин В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения. НТС «Бурение», №2, М. 1964, стр.24-27

5. Малеванский В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними, Гос-топтехиздат, М. 1969,Стр. 124.

6. Малеванский В.Д. Основные вопросы высококачественного цементирования скважин газовых и газоконденсатных месторождений. Сб. «Крепление скважин и разобщение пластов, Недра. М. 1964,стр.24 -26.

7. Бережной А.И., Сельващук А.П. Исследование изменения гидростатического давления столба цементного раствора в системе «Цилиндрический сосуд -цементный раствор» и возможности движения через нее газа и жид-кости.Тр.УкрНИИГаза, вып. III (7), Недра,Львов.1968. стр.40-45

8. Беккер Н., Петерсон Г. Сцепление цементного камня с обсадными

трубами и стенками скважин. VI

9. Сурков. В.Т. Лабораторные и промысловые методы исследования причин обводнения скважин подошвенной водой. Сб. «Опыт изоляции пла-

стовых вод», научно - аналитический и тематический обзор, ЦНИИТЭнефте-газ, М.1963.

10. Гайворонский A.A. Исследование причин возникновения затрубных газопроявлений в период ожидания затвердевания цемента. Тр. ВНИИБТ, вып. 23, М., 1968

11. Булатов А.И. и др. Газопроявления в скважинах и борьба с ними. Недра,М.,1969.

12. Булатов А.И., Обозин О.Н. Об изменении гидростатического давления при твердении тампонажных растворов. Тр. КФВНИИнефть, вып.20, Недра, М.,1970.

13. Булатов А.И., Обозин О.Н. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов, Тр. КФВНИИнефть, вып.23, Недрам.,1970.

14. Черненко A.B., Куксов А.К. Влияние фильтрационных разрушений на проницаемость тампонажного камня. «Нефтяное хозяйство», 1972, № 10, с.21-24.

15. Черненко A.B., Горлов А.Е. О седиментационной устойчивости тампонажных растворов. «Нефтяное хозяйство», 1977, № 7, 01-22 с.

16. Булатов А.И., Обозин О.Н. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов. - В сб.: «Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений», вып. 23. Краснодар, 1970, 324 с.

17. Булатов А.И., Обозин О.Н., Черненко A.B. Седиментация тампонажных растворов. В сб. «Буровые растворы и крепление скважин». Краснодар, 1971,225 с.

18. Черненко A.B., Горлов А.Е. О седиментационной устойчивости тампонажных растворов. «Нефтяное хозяйство», 1977, № 7, 01-22 с.

19. Гайворонский A.A., Фарукшин JI.X. Гидростатическое давление цементного раствора. «Нефтяник», № 10, 1963, с.11-13.

20. Куксов A.K. «Установление и исследование некоторых проявлений, предотвращающих заколонные проявления в начальный период ОЗЦ». Дис-сер-тация на соискание ученой степени к.т.н., Грозный, 1972, 145 с.

21. Черненко A.B. О необходимости регламентирования технологических параметров тампонажного раствора для цементирования продуктивных пластов//Тезисы докладов VII научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, Пермь, 1982. - С.62-673.

22. Черненко A.B. Герметичность затрубного пространства и требования к тампонажному раствору//Труды ВНИИКРнефть, 1977. - вып. 13. -С.146-149.

23. Куксов А.К., Черненко A.B. Заколонные проявления при строительстве скважин//ОИ. Техника и технология скважин. 1988. - М.: - ВНИИОЭНГ

24. Оценка научно-технического уровня и состояния работ по креплению скважин на Карачаганакском месторождении и выбор направлений по их совершенствованию./ Горлов А.Е., Луничкин В.А. - отч., Аксай-Красно-дар, 1992г.

25. Технология цементирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного кольца вы заколонном пространстве//РД 39-0147009-70887, 66 с.

26. Куксов А.К., Черненко A.B., Горлов А.Е., Комнатный Ю.Д. Природа флюидопроявлений после цементирования обсадных колонн и пути их предупреждения//Нефтегазовая геология, геофизика и бурение», 1985. - № 9.

27. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1973, 296 с.

28. Цыбин A.A., Гайвороонский A.A. Повышение качеств» разобщения пластов при креплении скважин в сложных геологических условиях. - М, 1983,- 44 с. (Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер, «Бурение», вып. 21.

29. Исмайлов А.П., Абасов A.A., Акопян Э.Г. Опыт предотвращения проявлений в затрубном пространстве после цементирования обсадных ко-

лонн,- Бурение, 1979, № 2, с.16-17.

30. W.W. Webster, T.V. Eikerts. Flow After Cementins - a. Field and Laboratory Study& Paper& SPE 8259, 1980.

31. Field Measurements of Annular Pressure and Temperature durins Primary Cementins. S.P.E. 11203, 198229.

32. О качестве цементирования скважин в условиях Арланского место-рождения./ГабдрахмановА.Г., Асмоловский B.C., Плотников И.Г. // Нефт. хоз-во,- 1984, - № 10. - С. 53-58.

33. Мамаджанов У.Д., Салахутдинов Н.Х. Вопросы затрубных газопроявлений и межпластовых перетоков. Сб. «Геология, разведка и разработка газовых и газоконденсатных месторождений». М., 1970.

34. Аназаров С.Н., Кучкарев JI.K.., Карматов А.П. О цементировании низкотемпературных скважин. «Нефтяное хозяйство», № 7, 1969, с.15-16.

35. Гиврилкевич К.В. Предотвращение грифонообразований на газовых месторождениях. Сб. «Нефтяная и газовая промышленность», № 3, ИТИ, Киев, 1971.

36. Дюков JI.M./Причины образования грифонов и методы их ликвида-ции,/ГОСИНТИ, 1959, 241 с.

37. Карпов В.И. Руководство по технологии цементировании нефтяных скважин в районах Среднего Приобья Тюменской области, Тюмень, 1969,154 с.

38. Алиев Р.Т. К определению гидравлических сопротивлений при движении глинистых растворов в трубе с проницаемой сеткой./Гидравлика промывочных и цементных растворов. М., ВНИИБТ, 1969, с.31-34.

39. Измайлов Л.Б. Условия образования каналов в цементном камне в затрубном пространстве. Тр.конференции по вопросам технологии цементирования скважин. ВНИИОЭНГ, М„ 1970, с. 14-20.

40. Коморин В.К. Зависимость качества и успешности цементирования от способа приготовления тампонажной суспензии. Нефтяное хозяйство, № 6, 1967. С.34-37.

41. Коморин B.K. Опыт измерения гидростатического давления на забое скважины после окончания цементирования. НТС «Бурение», № 4, ВНИИОЭНГ, 21970, С.28-30.

42. Гайворонский A.A. Исследование причин возникновения затруб-ных газопроявлений в период ожидания затвердевания цемента. «Крепление скважин», тр.ВНИИБТ, вып.23, М., 1968, С.40-45.

43. Мирзаджанзаде А.Х. Экспериментальное исследование тиксотроп-ных вязко-пластических жидкостей. «Азерб.нефтяное хозяйство№», № 2, 1965.

44. Булатов А.И. О природе межструйных газоводонефтепроявлений. «Газовая промышленность», № 2, 1963.

45. Черненко A.B., Дерновой В.П. Некоторые вопросы качественного крепления нефтяных и газовых скважин//Строительство нефтяных и газовых скважин и суше и на море - 1998. - № 10. - С. 22-24.

46. Хорюмин И.Г. К методике расчета цементирования обсадных колонн,- «Нефтегазовая геология, геофизика и бурение». - М.: ВНИИОЭНГ, 1984, № 1, с.42-45.

47. Линевский A.A. Причины грифонообразований на площадях объединения «Краснодарнефть», «Нефтяник», № 5, 1956, С. 1048. Булатов А.И., Куксов А.К., Бабаян Э.В. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. // Обз. инф. сер. Бурение, вып.З (122). // М., ВНИИОЭНГ, 1987. 50 с.

49. Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В.Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. // М., Недра, 1992. 251 с.

50. Черненко A.B., Куксов А.К., Комнатный Ю.Д. О роли изолирующей способности тампонажного раствора при разобщении пластов в скважинах. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. // Краснодар, 1984, с. 8-9.

51. Мавлютов М.Р., Кравцов В.М., Овчинников В.П., Агзамов Ф.А., Иг-

натьев Н.И. Формирование тампонажного камня в условиях газовых скважин. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. //Краснодар, 1984, с. 10-11.

52. Геранин М.П. Перетоки газа в скважинах через цементный раствор. // Обз. инф. сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. // М., ВНИИЭГазпром, 1977. 52 с.

53. Грачев В.В., Малеванский В.Д. Повышение суффозионной устойчивости цементных растворов. // РНТС Бурение газовых и морских нефтяных скважин, № 2, с. 11-16. // М., ВНИИЭГазпром, 1980.

54. Черненко A.B. О необходимости регламентирования технологических параметров тампонажного раствора для цементирования продуктивных пластов. // Тезисы докладов VIII научно-технической конференции молодых ученых и специалистов. // Пермь, 1982, с. 62-63.

55. Черненко A.B. Разработать технологию цементирования скважин, обеспечивающую герметичность цементного кольца в заколонном пространстве. // Гос. регистрация № 01850022261, ВНИИКРнефть, Краснодар, 1986.

56. Куксов А.К., Черненко A.B., Горлов А.Е. Причины растрескивания глинистых корок при контактировании с тампонажным раствором (камнем). // Труды ВНИИКРнефть, 1977, вып. 13, с. 150-155.

57. Рекомендации по предупреждению межколонных давлений при креплении скважин //р Газпром 2-3.2-349-2009,- M .-2009. С.-19.

58. Гороновский И.Т., Назаренко Ю.П., Некряч Е.Ф. Краткий справочник по химии.//Киев, Наукова думка, 1974

59. Гринько Ю.В. Реагенты-пеногасители для цементных растворов. // Импортзамещающие технические средства и материалы. Тр. ОАО НПО "Бурение", вып. 9, Краснодар, 2003, с. 135-139.

60. Неппер Д.Х. Стабилизация коллоидных систем полимерами. // М., Мир, 1986,487 с.

61. Шайнуров Р.С. Технология бурения боковых стволов из обсаженных скважин с целью их реанимации. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 1995. - № 10-11. - С. 51-53.

62. А.с. № 1305308, СССР, МПК Е21В 33/138. - Тампонажный раствор. // Ахрименко В.Е., Гень О.П., Камалов О.Р., Куксов А.К., Левин Е.М., Катеев И.С., Фаткуллин Р.Х. Опубликован 23.04.87 г.

63. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и уничтожения. //М., Химия, 1983.

64. Маки Р.К., Смит Д.М. Путеводитель по органическому синтезу. Пер. с англ. Ивойловой Е.В. под ред. проф. В.М. Потапова. // М., Мир, 1985.

65. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами там-понажных систем. // М., Недра, 1976, 249 с.

66. А.с. № 939729, СССР, МПК Е21В 33/138,- Тампонажный раствор для цементирования газовых и нефтяных скважин и способ его приготовления. // Тарнавский А.П., Цыцымушкин П.Ф., Авилов В.И., Данюшевский В.И., Михайленко А.А., Ситков Б.П., Селиханович A.M., Горонович С.Н. Опубликован 30.06.82 г.

67. Патент № 5301760, США, МПК Е21В 7/06. - Способ заканчивания горизонтального коллектора из вертикальной скважины. // S.A.Graham, Natural Reserves Group Incorporated. Опубликован 21.03.1993.

68. Ахрименко B.E., Гень О.П., Куксов А.К., Клюшкина Ф.В., Левин Е.М. Комплексный реагент-стабилизатор и понизитель водоотдачи КРТР. // Тезисы докладов к IV конференции-дискуссии "формирование и работа там-понажного камня в скважине" 11-15 мая 1987 г. Краснодар, 1987, с. 89-90.

69 . Справочник химика. Изд. 2. В 6-и томах. // М.-Л., Химия, 1964.

70. Патент № 4977961, США, МПК Е21В 7/06. - Способ создания параллельных вертикальных трещин в наклонных пробуренных скважинах. // Опубликован 12.12.1992.

71. Рабинович В.А., Хавин З.Я. Краткий химический справочник.//Л.,

Химия, 1991.

72. Энциклопедия полимеров. В 5 т. // М., Советская энциклопедия, 1974//т.2, стр. 211-215.

73. Патент № 4838353, США, МПК Е21В 43/12, 43/24. - Устройство для заканчивания и обслуживания скважин с отклоненным и горизонтальным стволом. // E.O.Anders, Anders Energy Corporation. Опубликован 13.06.1989.

74. Химические реакции полимеров. Под ред. Е. Феттеса, пер. с англ. под ред. акад. АН СССР В.А. Кабанова. // М., Мир, 1977.

75. Булатов А.И., Мариампольский H.A. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов.// М., Недра, 1988, 224 с.

76. Дон Н.С., Титков Н.И., Гайворонский A.A. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах. // М., Недра, 1973. 272 с.

77. Портнов В.И., Камалов Ф.Х., Еникеев М.Д. Повышение производительности скважин воздействием многократными депрессиями на приза-бойную зону пласта. // Оценка выработки и качества вскрытия пластов методами ГИС. Труды БашНИПИнефть и ВНИИнефтепромгеофизика, вып. 18. // Уфа, 1988, с. 91-98.

78. Огнева Н.Е., Соколова Л.И. Исследование влияния полимерных добавок на свойства тампонажных растворов. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. //Краснодар, 1984, с. 28.

79. Мариампольский H.A., Головачев С.С. Влияние реагентов-регуляторов схватывания и водоотдачи тампонажных растворов на физико-химические свойства цементного камня. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. //Краснодар, 1984, с. 114-116.

80. Волошин В.А., Новохатский Д.Ф., Ягоденко В.В. Облегченные цементо-полимерные растворы. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии

"Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. //Краснодар, 1984, с. 116-118.

81. Волошин В.А., Новохатский Д.Ф., Ягоденко В.В. О влиянии перепада давления на фильтрационные свойства тампонажных растворов. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. // Краснодар, 1984, с. 119-121.

82. Княван P.M., Поляков В.Н., Новохатский Д.Ф., Лимановский В.М., Волошин В.А. Коррозионная стойкость тампонажных цементов, обработанных понизителями фильтрации. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. //Краснодар, 1984, с. 155-157.

83. Перельман В.И. Краткий справочник химика.//М., Химия, 1964.

84. Патент № 2129649, РФ, МПК Е21В 33/138,- Комплексный реагент для тампонажных систем. // Гноевых А.Н., Куксов А.К., Новохатский Д.Ф., Рябоконь A.A., Рябова Л.И. Опубликован 27.04.99 г.

85. Патент № 2132447, РФ, МПК Е21В 33/138,- Тампонажный состав. // Паненко H.A., Григулецкий В.Г., Рябова Л.И., Елизаров Н.И. Опубликован 27.06.99 г.

86.Рябова Л.И Тампонажные растворы повышенного качества -Бурение и нефть. М.;- 2003.

87. Рябова Л.И. Кривошей А.В, Романов В.Г.Седиментационно-устойчивые облегченные тампонажные растворы. //Труды ОАО НПО "Бурение". /Техника и технология заканчивания и ремонта скважин в условиях АНПД, вып.8, 2002, с.

88. Рябова Л.И. Тиксотропные тампонажные растворы повышенной изолирующей способности// Строительство нефтяных скважин на суше и на море. - № 1, - ВНИИОЭНГ. - 2004-с.

89. Рябова Л.И.Шляховой Д.С., Тимофеева Е.В. Объемные изменения цементного раствора и камня, влияющие на качество цементирования скважин //Нефтяное хозяйство- М,- ВНИИОЭНГ- №2.-2008 с. 40-42.

90. Рябова Л.И. Повышение изолирующей способности тампонажных растворов,- //Человек, наука, техника -/Сборник научных статей ростовский Гос. Университет,- 2002 С..

91. Рябоконь С.А. Ашрафьян М.О. Гринько Ю.В. Седиментационно устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин.// « Нефтяное хозяйство", М., Недра, 2003, № 4, с. 98- -101.

92. Проведение ремонтно-изоляционных работ с применением комплексных реагентов-компаундов Ашрафьян М.О..ГринькоЮ.В.,Рябова Л.И. и др. "Нефтяное хозяйство", М., Недра, 2006, № 2, с. 52- -56.

93 .Особенности технологии цементирования сква-жин тампонажными растворами, обработанными реагентом "Крепь-2".// Ашрафьян М.О.,Рябова Л.И., Гринько Ю.В., и др.// НТЖ "Строительство нефтяных и га-зовых скважин на суше и на море", М, ВНИИОЭНГ, 2007, № 10, с. 43-50

94. Совершенствование технологии цементирования газовых скважин с АВПД на Прибрежной группе месторождений ф. "Кубаньбургаз"/ Ашрафьян М.О., Гринько Ю.В. и др.// НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", М, ВНИИОЭНГ, 2009, № 1, с. 43-49.

95. Гринько Ю.В.,Рябова Л.И.,Мягкий Я.Б.. Релаксационные свойства и седиментационная устойчивость тампонажных растворов для цементирования наклонных и горизонтальных скважин// НТЖ "Строительство нефтяных и га-зовых скважин на суше и на море", М, ВНИИОЭНГ, 2009, № 7, с. 24-27

96. Гринько Ю.В .,Рябова Л.И., Мягкий Я.Б. Управление тиксотропны-ми свойствами тампонажных растворов с помощью реагентов// НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", М, ВНИИОЭНГ, 2010, № 1, с. 36-39.

97. Применение тампонажных растворов с повышенными изолирующими свойствами РПИС при цементировании сква-жин в условиях АВПД.// Гринько Ю.В.Бессонов A.C. , Бондаренко Д.И. и др.// НТЖ "Строительство нефтяных и га-зовых скважин на суше и на море", М, ВНИИОЭНГ, 2001, № 7, с. 21-22.

98. Комплексные реагенты для обработки тампонажных растворов // Ашрафьян М.О. Куксов А.К. ГринькоЮ.В. и др. //"Нефтяное хозяйство", М., Недра, 1997, №7. С

99.Пеньков А.И., Рябоконь С.А. Требования к свойствам и критерии оценки качества буровых растворов, обеспечивающих надлежащую подготовку ствола к креплению скважин. - Труды ОАО НПО "Бурение". - 2000. -вып. 5.-С. 18-26.

100 . Автореферат Гринько Ю.В.

101.Рябова Л.И «Теория и практика направленного регулирования свойств тампонажных систем, обеспечивающих качественное крепление скважин в сложных геолого - технических условиях, в том числе и агрессивных средах». //Автореферат диссертации на соискание ученой степени д.т.н. /спец.25.00.15,- Краснодар.-2005,- с.44.

102. Комлева С.Ф., Каримов И.Н. Тампонажный материал с пониженной водоотдачей// Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса: тез. Док. Всеросийской научно-технической конференции ТюмГНГУ,- Тюмень,2000.-С.70 .

103. Комлева С.Ф. Каримов И.Н. Способ получения тампонажных материалов с пониженной водоотдачей//Наука и технология углеводородных дисперсных систем: материалы второго международного симпозиума.-Уфа,2000 .-Т. 1 -С.92-93.

104. Черненко A.B./ К вопросу о регламентации водоотдачи тампонаж-ных растворов.// Труды ОАО НПО «Бурение»,- Вып. 14 -Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России-Краснодар-2005г.-с. 144-153.

105. Катенев Е.П., Колесников П.И., Муняев В.М., Остапенко A.A. Тампонажные растворы с пониженной водоотдачей для цементирования глубоких скважин. М.: РНТС Бурение, 1976, № 2. (44).

102. Современные технологии и технические средства для крепления газовых и нефтяных скважин. Монография под редакцией Рябоконя С.А. Краснодар, 2003: Изд-во "Просвещение - Юг" - 368 с.

103. Технология цементирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного кольца в заколонном пространстве. РД 39-0147009-87.

104. Инструкция по цементированию эксплуатационных колонн в скважинах Прибрежной группы месторождений. Кубаньбургаз. Краснодар, 2005.

105. Е.Г. Леонов, В.И. Исаев. Гидроаэромеханика в бурении: Учебник для ВУЗов. - М.: Недра, 1987. - 304 с.

106. Н.Р. Рабинович. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. . - М.: Недра, 1989. - 270 с.

Ю7.Шахмаев З.М. Особенности технологии цементирования скважин при наличии проницаемых пластов с различными градиентами давле-ния//НТИС. Сер. «Нефтегазовая геология, геофизика и бурение»,-М.:ВНИИОЭНГ,1984,- Вып,3.-С.43-45

108. ГОСТ 17624-87 "Бетоны. Ультразвуковой метод определения прочности".

109. РД 153-39.0-072-01. "Техническая инструкция по проведению исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах" // Отделение скважинных геоинформационных систем Государственного научного центра РФ ВНИИГеосистем (ВНИГИК ГНЦ ВНИИГеосистем), 2001.

110. РД 39-4-1252-85. Способ определения высоты подъема там-понажных растворов за обсадными колоннами путем регистрации отраженных акустических волн.

111. "Методические указания по контролю технического состояния крепи скважин. // ООО "ИРЦ Газпром", № 2002, утв. ОАО "Газпром" 01.01.2002 г.

112. Определение прочности бетона монолитных конструкций ультразвуковым методом способом поверхностного прозвучивания. Методические указания ГУЛ "НИИЖБ". // www.interpribor.ru/ /prim_method.php.

113. Будников В.Ф., Булатов А.И., Петерсон А.Я., Шаманов С.А. Контроль и пути улучшения технического состояния скважин // М., ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. 305 с.

114. Жуланов И.П. Развитие технологий акустических исследований в нефтегазовых скважинах. Автореферат диссертации на соискание учёной степени доктора технических наук по специальности 25.00.16 - Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр. // Пермь, Горный институт УрО РАН, 2007. 41 с.

115. Козяр В.Ф., Белоконь Д.В., Козяр Н.В., Смирнов H.A. Акустические исследования в нефтегазовых скважинах. Состояние и направления развития (Обзор отечественных и зарубежных источников информации). // Тверь, ассоциация АИС, НТВ "Каротажник", № 063, с. 3.

116. Лобанков В.М. Развитие системы метрологического обеспечения геофизических исследований в нефтегазовых скважинах. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук по специальности 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых. // Уфа, ОАО НПФ "Геофизика", 2008. 24 с.

117. Марков М.Г. К теории акустического мультипольного каротажа обсаженных скважин. // http://petrogloss.narod.ru/Markov.htm

118. Нижник А.Е. Особенности крепления сеноманских скважин на Песцовом и Заполярном месторождениях. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М., ВНИИОЭНГ, 2008, № 5, с. 50-52.

119. Смирнов H.A., Варыхалов A.C., Рыбаков В.В., Пивоварова Н.Е. Технико-технологические особенности оценки качества цементирования обсадных колонн методом акустического сканирования. // http: //www. karotazh. г u/pdf/ arti с 1 е/akust i с .pdf

120. Ашрафьян M.O. Оценка пропускной способности канала (щели) между обсадной колонной и цементным камнем, возникающего при опрес-совке колонны. // "Нефтяное хозяйство", 2009, № 12, с. 77-79.

121. Козяр Н.В. Оценка качества цементирования колонн и разрезов скважин по результатам акустических исследований. // "Нефтяное хозяйство", 2008, №9, с. 24-27.